【日本の洋上風力】未開発の可能性
2023年6月12日 – Energy Tracker Japan
最終更新日：2024年10月4日
要約
- 日本には膨大な洋上風力源があり、日本の洋上風力発電の技術的なポテンシャルをあわせると、9000TWh/年を超え、2050年に見込まれる電気需要の9倍以上になる。
- 日本の風土は特に洋上風力発電との相性が良い。特に浮体式洋上風力発電産業を発展させることができれば、日本は急速に拡大するグローバル産業の最前線で理想的な地位を築くことができる。
- 洋上風力発電のコストは急速低下している。2030年までには、原子力発電所や二酸化炭素回収、貯留（CCS）による石炭火力発電所の新規建設よりもコストが低くなると予想される。
- 洋上風力が拡大すれば、輸入化石燃料への依存度は減少する。1GWの洋上風力発電所の発電量は、8億m3（立方メートル）のガスによる発電量と同等になる。2022年に、1GWの洋上風力発電所は9億2800万米ドルのガス輸入コストを回避し、2030年の実現を目標とする30GWは、278億米ドルのコスト回避を可能にする。
日本の洋上風力発電の現状
2022年時点、日本の洋上風力の導入量は91メガワットにとどまった。そのうち5メガワットは浮体式洋上風力によるものだ。これら小規模の実証プロジェクトが、日本の洋上風力発電産業に価値ある技術的教訓をもたらすことが期待される。導入容量は、2023年2月に秋田県能代港で国内初の大規模洋上風力プロジェクト（140メガワット）の商業運転が開始したことにより増加している。
他一部の国よりも展開規模は小さいものの、政府は風力技術への取り組みを強化させており、洋上風力エネルギーの契約獲得目標を2030年までに10ギガワット、2040年までに45ギガワットと高く設定し、現在から2030年まで毎年1ギガワットの導入を目指す。
しかし、洋上風力のプロジェクトは開発と建設に数年かかるため、2030年の目標実現は厳しいと考えられる。IEAは2022年〜2027年までに合計で0.5ギガワットが新たに運転開始すると予測している。つまり、2027年〜2030年の3年間でさらに9.5GWの導入が必要となる計算だ。
日本は現在洋上風力発電の権利をリースする契約に入札している[1]。 このオークションは、1.8ギガワットの新たな洋上風力容量をもたらすことが期待される4つのサイトをカバーしている。契約の入札期限は2023年6月末で、入札の結果は、2023年末から2024年4月と予想されている。
洋上風力の可能性
日本の洋上風力のポテンシャルは高く、特に東北地方などの水深が深い沖合は理想的とされる（図1を参照）。世界風力エネルギー協会（WEC）は、浅瀬の着床式プロジェクトでは約128ギガワット、水深が深い沖合での浮体式洋上風力では424ギガワットの容量を発電するポテンシャルがあると推定している。
これは大きなエネルギー資源だ。IEAは日本の洋上風力発電の技術的なポテンシャルの合計は、年間9,000テラワットアワーを超えると推定する[3]。 2050年に見込まれる電力需要予測（922TWh/年）の9倍以上にもなる数字である。浅瀬での洋上風力発電所が、年間約40テラワットアワーを発電し、残りは浮体式洋上風力の設置を含め、さらに沖合の風力発電所が賄う予測だ（ボックス1を参照）。
| ボックス1：浮体式洋上風力とは？ 浮体式洋上風力は、従来の着床式タービンと異なり、タービンのベースとして浮体式基礎が用いられる。これは主に3種類（円柱ブイ、半潜水型スパッド台船、張力係留式浮体）に分類される。これら3つのアプローチの他、変形型も存在する。 従来の着床式タービンでは建設コストが非常に高くなる水深（60～2,000メートル）でも使用できるように開発された。海洋石油、ガスセクターで培った専門知識に基づいて設計されている。 スコットランドのHywindとKincardine、ポルトガル、ノルウェー、フランス、日本の長崎・五島、北九州など、数多くの小規模実証プロジェクトが既に実施しているか、または開発中にある。これらのプロジェクトでの建設・運用経験が、業界のコスト削減、サプライチェーンの確立、部品の大量生産への移行に活かされてる。GWECは技術は2030年頃までに完全に商用化されると予測する。 プロジェクトはさらに沖合で展開することで、より強く安定した風を利用できるため、より効率的な運用が可能となる。新規プロジェクトへの一般市民からの反発を減らすこともできる。また、従来の着床式タービンよりも必要な資材が少ないため、設置による環境破壊を低減できることもメリットとなる。 浮体式洋上風力産業は商業化前の段階だが、早ければ2025年の導入に向けて、コスト効率に優れた商業規模のプロジェクトで規模が拡大される見込みだ。 |
報道によると、日本は領海（海岸から22キロ）を越え、海岸から約370キロの排他的経済水域（EEZ）まで洋上風力発電所建設の拡大を検討している。このアプローチにより、特に浮体式洋上風力タービンを導入する場合、日本はその洋上風力資源をさらに活用できるようになる。EEZでの洋上風力発電所の開発は、ヨーロッパで既に実施されており、オランダ、英国、ベルギーが特にリードを取る。
洋上風力発電所は、陸上風力発電所よりも効率的に稼働する。IEAが洋上風力を電力系統の安全性と信頼性に寄与する「価値あるベースロード」技術として分類していることからも、その信頼性の高さがうかがえる[4]。
日本の洋上風力プロジェクトは、設備利用率（発電所が発電できる理論的最大量に対する実際の発電量の比率）が35〜45%となっており、IEAはローターをさらに大きく、タービンを高くすることで、設備利用率は2040年までにさらに5%増加すると予測する。設備利用率40%は、石炭の64%や、ガスの47%と比べて低いものの、日本の原子炉の現在の性能（約15.5%）より高い。
タービンをさらに沖合に設置することも、風速がより速く安定するため、設備利用率の大幅向上につながると見込まれる。沖合約10kmの海面では、陸上よりも25%風速が速くなるからだ。
洋上風力のコストと利点
着床式洋上風力は、サプライチェーンを確立し、プロジェクトの建設・運用コストを急速に削減したことで、新たな化石燃料発電と競合する成熟した技術とみなされつつある。世界的な加重均等化発電原価（LCOE）は、2010～2021年の間に60%低下して118米ドル/kWhから0.075米ドル/kWhとなり、さらに2024年までに0.10ドル/kWhから0.050ドル/kWhの範囲まで低下すると予想されている[5]。 これにより、新規洋上風力発電所は化石燃料発電に十分対抗し得るようになるだろう（図2）。
注記：稼働開始年のデータ。太線は、各年の稼働開始した各発電所から算出した世界的な加重均等化発電原価。LCOEは、プロジェクト固有の設置コストや設備利用率を用いて計算。その他の想定は、IRENAレポート付録Iに詳述。単線は、化石燃料を燃焼する発電コストの範囲を表す。各技術と年の線は、再生可能エネルギープロジェクトの5%と95%の線を表す。
2021年の初めから、新型コロナウイルス感染症の影響と需要の増加のため、材料と輸送価格は増加し続けている。そのため、洋上風力とその他電力発電エネルギープロジェクトを含め、新たな再生可能エネルギープロジェクトの建設コストに影響が出ている。これにも関わらず、化石燃料と電力の価格が急速に上昇しているため、IEAは、これらのコストの増加は風力と太陽光の競争力にネガティブな影響はないと考えている。
日本政府は、2030年～2035年までに着床式洋上風力による電力価格を約0.06～0.07米ドル/kWh（8～9円/kWh）まで引き下げることを目指す。これは他国の現在の価格と比べても遜色ない価格だ。
この価格引き下げの大半は、規模の経済と学習効果による洋上風力発電所の新規建設コストの低減によるものと予想される。日本はサプライチェーンを確立し、技術的経験を積んでいることから、IEAは、日本の新規の洋上風力発電所のコストは2030年までに急減し、2050年までには一層低減すると予測している（図3を参照）。2030年までには、原子力発電所や二酸化炭素回収、貯留（CCS）による石炭火力発電所の新規建設よりもコストが低くなり、2050年までには、二酸化炭素回収、貯留（CCS）による石炭及びガス火力発電と比較できるコストになると予想されているのだ。性能向上につながる学習率の高さにより、洋上風力発電所の維持管理費も劇的に低減するだろう。
同様に、業界の専門家の調査によれば、着床式洋上風力のLCOEは2035年までに2019年から35%、浮体式洋上風力は17％低下すると予想されている。その主な要因は、性能向上とタービンの大型化による規模の経済による。コスト低減はこの先2050年まで続くと予想されている（図4を参照）。中期的予測に関する調査によれは、2050年の洋上風力のLCOEは現在のコスト(40～60米ドル/MWh）の約半分になるとされる[6]。
とはいっても、再生可能エネルギープロジェクトの値を理解するには、その他の要因も検討する必要がある。国内の再生可能資源をもとに発電することで、価格変動が激しいグローバル市場での化石燃料の輸入依存度が低下する。日本は、発電の約34%をガスに依存し、約31%を石炭に依存している。IRENAは、日本は2021年に化石燃料発電に代わり再生可能エネルギー資源をシステムに追加したことで、2022年に10億米ドル以上を節約したと推定している。
つまり、洋上風力は、輸入依存度の低下と化石燃料価格の高騰への対処にも貢献している。IEAは、1ギガワットの洋上風力発電所の発電量は、8億m3（立方メートル）のガスによる発電量と同等になると推定する。2018年、1ギガワットの風力発電所は、輸入燃料費を3億ドル以上削減した。2022年の価格に換算すると、1ギガワットの洋上風力発電所は9億2800万ドルのガス輸入コストを回避したことになり、2030年の実現を目標とする30ギガワットでは、278億ドルを回避することになる[7]。
米国の最近の研究によれば、日本は2035年までに化石燃料の依存度を低下させ、電力の70%を再生可能エネルギーで発電できると予測されている[8]。貯蔵容量が増加し、送電インフラの性能が向上すれば、グリッドの安全性を損なうことなく電力を供給することができるようになる。実現には投資が必要となるが、研究によれば2035年の平均の電力小売価格は2020年よりも6％低くなるとされている。その理由は同期間に化石燃料の輸入が85％低下し、電力セクターのCO2排出量が92％低下するからだ。太陽光発電は、2020年代の新規の発電の大半を占める可能性があるが、洋上風力は、2030年代には市場を独占すると予測されている（図5を参照）。
輸入依存度の低下に加えて、再生可能エネルギープロジェクトは、化石燃料発電所や新規の原子力発電所と比較した時に迅速な建設が可能となる。洋上風力発電所の平均建設期間は、2010～2015年の2年間から2020年の約18カ月にまで短縮された。これは、経験とサプライチェーン性能の向上、特に支援船の稼働率の向上による。新規の洋上風力発電所は、従来の発電所よりも短期間で建設することができるのだ。
洋上風力の世界的状況
世界的にも洋上風力技術が秘める可能性は非常に高い。2040年に予想される世界の電力需要の11倍となる、年間42万テラワットアワー以上を発電できるとIEAは確信している。GWECはこの可能性の80%は、水深60メートル以上の海域にあると考える。産業が確立された国では、さらに沖合での開発のために新たな領域が必要なため、結果として、浮体式洋上風力のグローバル市場は拡大するだろう。実際に浮体式洋上風力セクターは欧州で急成長中であり、中期的には米国やアジア諸国が大きく貢献すると予想されている（図6を参照）。
大手コンサルタント企業マッキンゼーは、洋上風力の長期的成長の大半はアジア太平洋地域からもたらされると予測する。地域に深海があり、極端な気象条件にさらされる可能性があるため、タービンを最適化する必要が生まれる。これらの条件で効率の良い稼働が可能となる着床式および浮体式洋上風力タービンを開発できる国や企業にとって、大きな商業機会をもたらす。
米国政府は最近、脱炭素化の実現と、グローバルな技術需要の活用を目指し、国内の洋上風力業界の発展を推進する包括的な計画に着手している。浮体式洋上風力の専門知識を確立することは、イニシアチブの焦点となる（ボックス2を参照）。
日本には目覚ましい洋上風力資源がある。これを活かし、国際的な浮体式洋上風力セクターで強いリーダーシップを執る展開が期待される。
| ボックス2：米国での浮体式洋上風力の建設 米国には、洋上風力技術の大きな可能性がある。最近の政府報告書によれば着床式洋上風力で1.5テラワット、浮体式洋上風力で2.8テラワットと推定されている。これらの発電量は、米国の年間電力消費の3倍に相当する。 米国政府は最近洋上風力産業を急速に拡大する計画を発表した。現在42メガワットの洋上風力が稼働しているが、2030年までに30ギガワット、2050年までに110ギガワットの実現を計画する。 米国が世界的にこの技術を主導する立場になるためには、浮体式洋上風力は最も重要な点となる。米国が発表した「Floating Offshore Wind Shot」イニシアチブでは、2035年までに15ギガワットの浮体式洋上風力を実現し、2035年までにコストを70％低減して45ドル/MWhに持ち込むことに焦点が当てられている。 2030年の目標を達成するには、部品、支援船、港湾施設、必要な労働力を提供する確実なサプライチェーンを迅速に確立する必要がある。つまり、スキルとインフラの確保に巨額の投資が必要になるということだ。この投資がなければ、2030年の目標の達成は遅れる可能性が高くなる。政府は、この目標を達成するために77,000件の雇用創出を検討している。 |
日本の洋上風力の可能性をどう実現するか
日本では、大きな可能性があるにもかかわらず、他国と比べて洋上風力は比較的発展していない。
着床式洋上風力は、世界的には、確実なサプライチェーンと市場を独占する企業の存在で、確立された技術としてみなされる。浮体式洋上風力は依然として開発中であり、開発の最前線にいる国にとっては重要な商業的機会となり得る。日本には洋上風力資源が豊富なので、その機会を利用するのに理想的だ。
日本には既に洋上風力技術とサプライチェーン開発への政策的コミットメントがある。洋上風力のビジョンは2030年までに10ギガワット、2040年までに30〜45ギガワットの目標を掲げる。しかし、これは短期的目標であり、サプライチェーンのインフラの確立と洋上風力発電所建設への投資回収が必要な投資家には、必ずしも安心感を与えるものではない。したがって政府は、カーボンプライシングが低炭素技術への投資の奨励に有効であることを保証するだけでなく、浮体式洋上風力と着床式洋上風力の両方に対して長期間の目標を掲げる必要があるだろう。
日本の洋上風力の開発の遅れには、高い技術的リスクの認知や、認可取得プロセスに関連する困難な課題など数多くの要因がある。特に、IEAは環境面での認可取得プロセスやグリッド接続プロセスの長さが、風力発電を迅速に展開する上で重要な障壁であると特定している。
開発と認可取得プロセス
緩慢で複雑な認可取得プロセスはプロジェクト開発を遅らせ、企業の市場への参加意欲を減退させる可能性がある。初期の現地調査から建設までプロジェクト開発のあらゆる段階で認可が必要となり、特に複数の政府機関が関与している場合、プロジェクトを推進するにはコストがかかり、手続きがさらに複雑になってしまう。特に日本の環境アセスメントは、ただでさえ時間とコストがかかるとみなされている。
政府は、風力資源の測定、海底調査や地域の調査、環境アセスメントに関するサービスを一元化することで、現場開発の開発プロセスの効率化を模索している。また、開発する海洋地域の指定や地域住民との意見交換プロセスなどのプロジェクト課題を軽減するための対策も導入している。IEAはこれらの解決策が2027年以降の新規プロジェクトの開発にポジティブな影響があると認識しているが、これらの解決策は、既に進行中のプロジェクトには適用されない。
グリッド接続
洋上風力の開発を成功させるには、その出力に対応できる陸上のグリッド容量の開発が不可欠だ。陸上のネットワークを改良または拡大できなければ、洋上風力の大きな可能性を利用できない。
歴史的に、日本の電力網は非常に断片化しており、一般電気事業者10社が配電、送電ネットワークを保有、運用している。加えて、 異なる技術規格で動作する2つの分離したグリッドが存在している[9]。 数多くの利害が関係するため、これはグリッドの改良や相互接続、再生可能エネルギー対応の拡張に関する戦略的計画にとって問題となる。
洋上から電力を必要とする場所への送電に必要となる新しいネットワークへの効率的な投資には、戦略的計画が特に重要となる。と、同時に消費者にとっては節約にもなり得る。経済コンサルタントBrattleの最近のレポートによれば、米国では、送電グリッド計画への積極的なアプローチにより、必要な送電ケーブルの設置数を減らすだけでなく、200億ドル以上の送電関連コストを削減できたという。これにより、グリッドの信頼性やレジリエンスが向上し、消費者負担の軽減につながったと指摘される。英国の国営グリッドESOによる同様の研究でも、2025年から統合的アプローチを採用することで、2050年までの資本と運用コストで消費者の負担は約72億ドル軽減されるだけでなく、その他の恩恵ももたらされると指摘している。
ネットワーク開発への戦略的アプローチを可能にする対策も講じられている。電力広域的運用推進機関（OCCTO）は、広域的相互接続の管理、送配電網コードの開発、送電網の開発計画などの一連の業務のため2015年に設立された。しかし、日本が洋上風力産業を発展させて、クリーンなエネルギーシステムへの迅速な移行を実現するには、政策、規則、市場、土地利用を変更するために多くの対策が必要だ。
※この記事は、2023年6月1日にZero Carbon Analyticsのウェブサイトに掲載され、Energy Tracker Japanが許可を得て日本語に翻訳したものです。（元記事はこちら）
注釈
- 入札（オークション）は、発電所の出力に対する固定価格契約に関する競争入札プロセスになる。 開発者は出力から得られる可能性が高い価格で入札し、最低入札価格が契約を獲得する。
- 平均風力エネルギー密度は、風資源の指標。それは、動作するタービンの平均年間出力/平方メートル（W/m2）で表される。密度が高いほど、風資源の品質が高くなる。この数字は、タービンの高さが100メートルでの平均風力エネルギー密度を示す。
- 技術的な可能性とは、地理的、環境的、土地利用の制約の中で、ある技術が実現可能なエネルギー生産を示す。生産コストや投資家の安心感や政策・規制の問題といった市場の問題は考慮されていない。
- ベースロードとは、一定期間にわたり必要とされる一定の最低電力量のこと。
- 均等化発電原価（LCOE）は、発電所の寿命までの発電コスト。発電所の稼働開始から廃止までの建設・運用コストを現在値に基づき計算される。燃料コスト、寿命、容量、財政的概要が異なっていても異なる技術のコスト比較が可能。
- Beiter, P. Cooperman, A. et al (2021). イノベーションと経験が原動力となり近い将来さらに低減が見込まれる風力発電コスト、WIREs Energy and Environment, 10:e398, doi 10.1002/wene.398.
- 34ドル/MMBtu（2022年のアジアの平均LNG価格）のガスコストを想定する。
- 発電の残りの30％は、原子力（20%）とガス燃焼発電（10％）と予想されている。 石炭は2035年までに段階的に廃止され、新たな化石燃料プラントの建設はないものとする。
- 東日本のグリッドは50Hz、西日本のグリッドは60Hzで動作する。つまり、2つのグリッドの接続には、コストがかかる。
